Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini

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1 Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini

2 Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini Abschlussbericht Oktober 2016 Auftraggeber Markt Neukirchen-Balbini Verwaltungsgemeinschaft Neunburg vorm Wald Kolpingstr Neunburg v. Wald Bearbeiter Institut für Energietechnik (IfE) GmbH an der Ostbayerischen Technischen Hochschule Amberg-Weiden Kaiser-Wilhelm-Ring 23a Amberg Förderung Gefördert durch das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie Amberg, Oktober 2016

3 Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini Inhaltsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis... 6 Formelzeichen, Indizes und Einheiten Einleitung... 8 Allgemeine Daten zum Betrachtungsgebiet Definition des Betrachtungsgebietes Flächenverteilung Einwohnerzahl Analyse des Ist-Zustands Methodik Definition des Betrachtungsgebiets und Bilanzjahres Definition der Verbrauchergruppen Datenquellen Ermittlung des elektrischen Endenergiebedarfs Ermittlung des Endenergiebedarfs zur Wärmebereitstellung Ermittlung der elektrischen Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien CO 2 - Bilanzierung Energie- und CO 2 -Bilanz im Ist-Zustand Der elektrische Energiebedarf Der Erdgasbedarf Der Heizölbedarf Der Anteil bereits genutzter Erneuerbarer Energien im Ist-Zustand Zusammenfassung CO 2 -Bilanz Wärmekataster Potenzialanalyse Definitionen

4 Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini 5.2 Potenziale zur Energieeinsparung und Steigerung der Energieeffizienz Private Haushalte Gewerbe, Handel, Dienstleistung / Industrie / Landwirtschaft (GHD/I/L) Kommunale Liegenschaften Zusammenfassung der Potenzialanalyse Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien Photovoltaik und Solarthermie Biomasse Windkraft Wasserkraft Zusammenfassung Potenziale Erneuerbaren Energien Strategische Entwicklungsszenarien bis Elektrische Energie Wärmeenergie CO 2 -Emissionen Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Die wirtschaftlichen Grundannahmen Auswertung Fragebogenaktion Der Nahwärmeverbund Der Wärmebedarf Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Zusammenfassung Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Wirtschaftliche Grundannahmen für die Detailbetrachtung Der Wärmebedarf Die Versorgungsvarianten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Die CO 2 -Bilanz der Varianten

5 Energienutzungsplan für den Markt Neukirchen-Balbini 8.6 Zusammenfassung Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Heizungspumpentausch Zusammenfassung Vorgehensweise Ergebnisse der Bestands- und Potenzialanalyse Detailprojekte Quellenverzeichnis Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Anhang - Darstellung möglicher Förderungen

6 Abkürzungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis BAFA BHKW CO 2 DN EE EED EEG EEWärmeG EnEV EU EVU GEMIS GHD/I/L KfW KWK KWK-G LED PV z.b. Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle Blockheizkraftwerk Kohlenstoffdioxid Nennweite Erneuerbare Energien EU-Energie-Effizienzrichtlinie Erneuerbarer Energien Gesetz Erneuerbarer Energien Wärmegesetz Energieeinsparverordnung Europäische Union Energieversorgungsunternehmen Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme Gewerbe, Handel, Dienstleistung / Industrie / Landwirtschaft Kreditanstalt für Wiederaufbau Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz Leuchtdiode Photovoltaik zum Beispiel 6

7 Formelzeichen, Indizes und Einheiten Formelzeichen, Indizes und Einheiten Einheiten Indizes MWh Megawattstunde el elektrisch kwh Kilowattstunde end Endenergie MW Megawatt th thermisch kw Kilowatt p Peak C Grad Celsius WF Wohnfläche % Prozent Euro l Liter s Sekunde Formelzeichen a Jahr Hi Heizwert h Stunde Hs Brennwert m² Quadratmeter η Wirkungsgrad m³ Kubikmeter t Tonne kg Kilogramm Fm Festmeter ha Hektar g Gramm mg Milligramm m Meter km Kilometer 7

8 Einleitung 1 Einleitung Der vorliegende Bericht fasst die Ergebnisse des Energienutzungsplanes für den Markt Neukirchen- Balbini zusammen. Die Erstellung des Energienutzungsplanes erfolgte im Auftrag des Marktes Neukirchen-Balbini und wurde durch das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie gefördert. In einer umfassenden Bestandsaufnahme wurde zunächst detailliert die Energiebilanz im Ist-Zustand im Markt Neukirchen-Balbini erfasst. Dabei wurden drei Verbrauchergruppen (Private Haushalte, Kommunale Liegenschaften und Gewerbe, Handel, Dienstleistung / Industrie / Landwirtschaft) definiert. Die Energieströme wurden aufgeschlüsselt nach den einzelnen Energieträgern (Strom, Erdgas, Heizöl, Biomasse, ) erfasst und der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Energiebereitstellung wurde ermittelt. Ausgehend von der energetischen Ist-Situation wurde der CO 2 -Ausstoß im Markt Neukirchen-Balbini berechnet. Als zentrales Ergebnis aus der Analyse des energetischen Ist- Zustandes wurde ein straßenspezifisches Wärmekataster als Grundlage für die nachfolgende Potenzialanalyse und die Ausarbeitung von Detailmaßnahmen ausgearbeitet. In einem nächsten Schritt wurde verbrauchergruppenspezifisch untersucht, welche Energieeinsparpotenziale und Potenziale zur Steigerung der Energieeffizienz bis zum Jahr 2030 realistisch ausgeschöpft werden können. Anschließend wurde geprüft, welche regionalen Ausbaupotenziale an Erneuerbaren Energien vorhanden sind. Basierend darauf konnten realistische, strategische Zielvorgaben zum bilanziellen Anteil der Erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch in den einzelnen Jahren ermittelt werden. Um im Rahmen dieses Konzeptes erste Maßnahmen direkt anzustoßen, wurden drei Schwerpunktsprojekte herausgearbeitet und umfassend auf technische und wirtschaftliche Umsetzbarkeit hin geprüft (Detailprojekte). Zum einen wurde der Aufbau einer Nahwärmeverbundlösung mit Wärmenutzung der Biogasanlage am nord-östlichen Rand von Neukirchen-Balbini betrachtet. Ein weiteres Detailprojekt betrifft die Prüfung von alternativen Energieversorgungsvarianten für den Bauhof des Marktes Neukirchen-Balbini. Das dritte betrachtete Schwerpunktsprojekt untersucht die Wirtschaftlichkeit des Heizungsumwälzpumpentausches der kommunalen Liegenschaften. 8

9 Allgemeine Daten zum Betrachtungsgebiet 2 Allgemeine Daten zum Betrachtungsgebiet 2.1 Definition des Betrachtungsgebietes Die Höhenlage des Marktes Neukirchen-Balbini liegt bei 512 Meter über Normalnull. In Abbildung 1 ist die geographische Lage des Marktgebietes Neukrichen-Balbini im Landkreisgebiet Schwandorf dargestellt. Sämtliche Berechnungen, Abbildungen und Tabellen im Energienutzugsplan beziehen sich auf das gesamte Marktgebiet Neukirchen-Balbini, welches in der Folge als Betrachtungsgebiet definiert wird. Abbildung 1: Geographische Lage des Marktes Neukirchen-Balbini im Landkreis Schwandorf (Datenquelle [Bay Verm]) 9

10 Allgemeine Daten zum Betrachtungsgebiet 2.2 Flächenverteilung Das Betrachtungsgebiet (Abbildung 3) erstreckt sich über eine Gesamtfläche von Hektar. In Abbildung 2 ist dargestellt, wie sich diese Fläche auf die einzelnen Nutzungsarten verteilt. Aus energetischer Sicht sind insbesondere die land- und forstwirtschaftlich genutzten Flächen von Interesse, die zur Erzeugung biogener Energieträger genutzt werden können. Der Anteil dieser Flächen beläuft sich im Betrachtungsgebiet auf etwa 91 %, was auf eine gute Basis für die Erzeugung regenerativer Energien schließen lässt. Das Potenzial zur Energiebereitstellung aus Biomasse wird in Kapitel des Energienutzungsplans näher dargestellt. Abbildung 2: Flächenverteilung im Marktgebiet Neukirchen-Balbini (eigene Darstellung, Datenquelle [StaBa Komm]) Abbildung 3: Luftbild des Marktgebietes Neukirchen-Balbini (eigene Darstellung [Datenquelle [Bay Verm]]) 10

11 Allgemeine Daten zum Betrachtungsgebiet 2.3 Einwohnerzahl Nachfolgend werden die Einwohnerzahlen des Marktes Neukirchen-Balbini aufgeführt. Diese sind in Abbildung 4 abgebildet. Im Jahr 2013 waren Einwohner im Marktgebiet wohnhaft. Abbildung 4: Bevölkerungsentwicklung des Marktes Neukirchen-Balbini [StaBa Komm] 11

12 Analyse des Ist-Zustands 3 Analyse des Ist-Zustands 3.1 Methodik Definition des Betrachtungsgebiets und Bilanzjahres Das bilanzierte Betrachtungsgebiet erstreckt sich auf das Marktgebiet Neukirchen-Balbini. Alle Datenerhebungen, Analysen und Berechnungen im Rahmen des Energienutzungsplanes beziehen sich auf das Bilanzjahr Für dieses Jahr lag die letzte vollständige Datenbasis vor, die im Bearbeitungszeitraum des Energienutzungsplanes verfügbar war. Aufgrund der rollierenden Abrechnung der EVU lagen die Daten ab dem Jahr 2014 während der Konzeptbearbeitung nicht mehr vollständig vor Definition der Verbrauchergruppen Im Rahmen des Energienutzungsplanes wurden folgende Verbrauchergruppen definiert: a) Private Haushalte Die Verbrauchergruppe Private Haushalte umfasst alle zu Wohnzwecken genutzten Flächen im Betrachtungsgebiet. Dies umfasst sowohl Wohnungen in Wohngebäuden, als auch in Nicht-Wohngebäuden (z. B. hauptsächlich gewerblich genutzte Halle mit integrierter Wohnung). b) Kommunale Liegenschaften In der Verbrauchergruppe Kommunale Liegenschaften werden alle Liegenschaften des Marktes Neukirchen-Balbini zusammengefasst. Dies sind alle Verwaltungsgebäude (Rathaus), alle kommunalen Bildungseinrichtungen mit den zugehörigen Nebengebäuden (z. B. Kindergärten, Schule mit Turnhalle), Gebäude und Verbrauchsstellen der Wasser- und Abwasserversorgung (z. B. Kläranlagen, Hebewerke, Pumpstationen) und sonstige Einrichtungen wie beispielsweise Feuerwehrhäuser oder Veranstaltungsgebäude. 12

13 Analyse des Ist-Zustands c) Gewerbe, Handel, Dienstleistung / Industrie / Landwirtschaft In der Verbrauchergruppe Gewerbe, Handel, Dienstleistungen / Industrie / Landwirtschaft (GHD/I/L) werden alle Energieverbraucher zusammengefasst, welche nicht in eine der Verbrauchergruppen Private Haushalte oder Kommunale Liegenschaften fallen. d) Verkehr Im Rahmen des Energienutzungsplanes für den Markt Neukirchen-Balbini wurde die Verbrauchergruppe Verkehr vereinbarungsgemäß nicht betrachtet Datenquellen Die Analyse des Energieverbrauchs im Betrachtungsgebiet stützt sich auf folgende Datenquellen: Energieabsatzdaten der lokal tätigen Energieversorgungsunternehmen Daten der örtlichen Kaminkehrer zu den installierten Wärmeerzeugern Datenabfrage in den Kommunen und in der Verbrauchergruppe GHD/I/L mittels standardisierter Fragebögen Öffentlich zugängliche statistische Daten Im Betrachtungsgebiet wurde der energetische Ist-Zustand der einzelnen kommunalen Liegenschaften über einen Fragebogen erfasst. Dabei wurden Daten zur energetischen Ist-Situation des jeweiligen Gebäudes, geplanten bzw. bereits durchgeführten Sanierungsmaßnahmen sowie dem elektrischen und thermischen Energieverbrauch erhoben. In der Verbrauchergruppe GHD/I/L wurden die energieintensivsten Betriebe angeschrieben. Dabei wurden Daten über den elektrischen und thermischen Energiebedarf sowie, sofern bereits bekannt, die vorhandenen Abwärmepotenziale abgefragt Ermittlung des elektrischen Endenergiebedarfs Die lokalen Stromnetze im Betrachtungsgebiet werden von der Bayernwerk AG [BW Strom] betrieben. Im Rahmen des Energienutzungsplanes wurde der absolute Energieabsatz im Betrachtungsgebiet für das Bilanzjahr 2013 zur Verfügung gestellt. Der gesamte elektrische Energiebedarf wurde als Summe der einzelnen Absatzdaten ermittelt. Zusätzlich wurden die Fragebögen an die Kommune [Fra Kom] und die Industriebetriebe [Fra Ind] ausgewertet. 13

14 Analyse des Ist-Zustands Ermittlung des Endenergiebedarfs zur Wärmebereitstellung Wärmebereitstellung aus Erdgas Im Betrachtungsgebiet wird kein lokales Erdgasnetz betrieben. Wärmebereitstellung aus Heizöl, Flüssiggas und Kohle Der Gesamtendenergieeinsatz an Heizöl, Flüssiggas und Kohle im Betrachtungsgebiet wurde auf Basis der verfügbaren Kaminkehrerdaten [Kaminkehrer] aus der jeweiligen Leistung der installierten Wärmeerzeuger in den einzelnen Liegenschaften unter Annahme charakteristischer Vollbenutzungsstunden ermittelt. Die charakteristischen Vollbenutzungsstunden sind ein Maß dafür, wie gut ein Wärmerzeuger typischerweise ausgelastet wird und variieren je nach eingesetztem Brennstoff. Für die Berechnungen im Rahmen des Energienutzungsplans wurden die Vollbenutzungsstunden auf Basis von Erfahrungswerten der IfE GmbH aus umgesetzten Projekten und wissenschaftlich begleiteten Demonstrationsvorhaben angesetzt. Ergänzend zu den Kaminkehrerdaten [Kaminkehrer] wurden die Fragebögen an die Kommune (Energieeinsatz in kommunalen Liegenschaften) [Fra Kom] und Industriebetriebe [Fra Ind] ausgewertet. Wärmebereitstellung aus Solarthermie Die Gesamtfläche der im Betrachtungsgebiet installierten Solarthermieanlagen wurde mit Hilfe des Solaratlas, einem interaktiven Auswertungssystem für den Datenbestand aus dem bundesweiten Marktanreizprogramm Solarthermie ermittelt. Im Betrachtungsgebiet sind nach Angaben der BAFA (Stand: Juni 2015) Solarthermie-Anlagen mit einer Gesamt-Bruttoanlagenfläche von rund 581 m² installiert (eigene Berechnung, Datenquelle [BAFA Sol]). Die Aufstellung umfasst alle Kollektortypen (Flachkollektoren, Vakuum-Röhrenkollektoren) und Anwendungen (Warmwasserbereitstellung, Heizungsunterstützung). Aus der installierten Kollektorfläche lässt sich mittels des spezifischen mittleren Wärmeertrags der gesamte jährliche Wärmeertrag aller Solarthermie-Anlagen ermitteln. Auf Basis von Erfahrungswerten der IfE GmbH aus umgesetzten Projekten wurde für Solarthermieanlagen zur ausschließlichen Warmwasserbereitung ein mittlerer spezifischer Ertrag von 400 kwh/(m²*a) angesetzt. Für Anlagen mit Heizungsunterstützung wurde von einem mittleren spezifischen Ertrag von 350 kwh/(m²*a) ausgegangen. 14

15 Analyse des Ist-Zustands Wärmebereitstellung aus fester Biomasse Unter fester Biomasse werden Stückholz, Hackschnitzel oder Holzpellets verstanden, die in Heizkesseln oder Einzelfeuerstätten (z.b. Kaminöfen) zur Wärmebereitstellung eingesetzt werden. Der Gesamtendenergieeinsatz an fester Biomasse im Betrachtungsgebiet wurde analog zur Vorgehensweise bei Heizöl, Flüssiggas und Kohle anhand der zur Verfügung gestellten Kaminkehrerdaten [Kaminkehrer] sowie von charakteristischen Vollbenutzungsstunden je Energieträger (Erfahrungswerte der IfE GmbH) ermittelt. Zusätzlich wurden die Fragebögen an die Kommune [Fra Kom] und Industriebetriebe [Fra Ind] ausgewertet. Wärmebereitstellung aus Erdwärme (Geothermie) Die Wärmerzeugung aus oberflächennaher Geothermie (Wärmepumpen zur Gebäudebeheizung) wird über den elektrischen Endenergiebedarf zum Antrieb der Wärmepumpen ermittelt. Dieser kann den Daten der Bayernwerk AG [BW Strom] entnommen werden Ermittlung der elektrischen Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien Neben dem bisherigen Energiebedarf wurde für das Betrachtungsgebiet auch ermittelt, wie viel elektrische Energie bereits im Ist-Zustand (Bilanzjahr 2013) mittels Photovoltaik-, Wasserkraft- und Windkraftanlagen sowie aus Biomasse (z.b. Biomasse-Heizkraftwerken, Biogas-Blockheizkraftwerke) bereitgestellt wird. Hierfür wurden von den regional tätigen Energieversorgungsunternehmen Angaben über die im Bilanzjahr erzeugten und in die Elektrizitätsnetze eingespeisten EEG-Strommengen zur Verfügung gestellt. Hinweis: Aufgrund der Festlegung auf das Bilanzjahr 2013 wurden die im Jahr 2014 und 2015 neu errichteten EEG-Anlagen im Rahmen des Energienutzungsplanes nicht mehr berücksichtigt. 15

16 Analyse des Ist-Zustands CO 2 - Bilanzierung Zur Ermittlung der CO 2 -Emissionen gibt es grundsätzlich eine Vielzahl unterschiedlicher Herangehensweisen. Bislang existiert für die kommunale CO 2 -Bilanzierung keine einheitliche Methodik, die standardisiert angewendet wird oder aufgrund von verbindlichen Normen zwingend anzuwenden wäre. Im Rahmen des Energienutzungsplanes wurden die CO 2 -Emissionen mittels CO 2 -Äquivalenten berechnet. Dabei wird für jeden Energieträger ein spezifischer CO 2 -Emissionsfaktor ermittelt, das sogenannte CO 2 -Äquivalent, welches neben den direkten Emissionen (z. B. aus der Verbrennung von Erdgas) auch die vorgelagerten Bereitstellungsketten umfasst (Gewinnung und Transport des Energieträgers). Im CO 2 -Äquivalent sind also alle klimawirksamen Emissionen enthalten, die für die Bereitstellung und Nutzung eines Energieträgers anfallen. Dies beinhaltet auch die Emissionen an weiteren klimawirksamen Gasen, wie z. B. Methan oder Distickstoffoxid (Lachgas), die auf die Klimawirksamkeit von Kohlendioxid normiert und im CO 2 -Äquivalent verrechnet werden. Die im Rahmen des Energienutzungsplanes verwendeten CO 2 -Äquivalente wurden mit Hilfe des Lebenszyklus- und Stoffstromanalyse-Modells GEMIS in der Version 4.9 [GEMIS] ermittelt und sind in Tabelle 1 zusammengefasst. Zusätzlich zu den in GEMIS bereits vordefinierten Prozessen wurden für den Energienutzungsplan durch die IfE GmbH eigene Prozessketten definiert, da die Standardwerte nicht in jedem Fall anwendbar oder kompatibel mit der gewählten Berechnungsmethodik sind. So ist beispielsweise in den vordefinierten GEMIS-Prozessketten für die Wärmebereitstellung in der Regel der Hilfsenergiebedarf (Strom) für den Wärmeerzeuger enthalten. Dieser Hilfsenergiebedarf wird im Rahmen des Energienutzungsplans jedoch bereits gesondert über die Daten der Energieversorgungsunternehmen (Stromlieferung an die Haushalte) erfasst und über das CO 2 -Äquivalent für elektrischen Strom in CO 2 -Emissionen umgerechnet. Würden nun die Standard-Prozessketten aus GEMIS verwendet, so würden die CO 2 -Emissionen aus dem Hilfsenergiebedarf doppelt berücksichtigt werden. Daher wurden für die Wärmeerzeugung eigene Prozessketten ohne Hilfsenergiebedarf definiert. Die absoluten CO 2 -Emissionen für die einzelnen Energieträger ergeben sich dann aus der eingesetzten Energiemenge multipliziert mit dem jeweiligen CO 2 -Äquivalent. Für die Erzeugung elektrischer Energie innerhalb des Betrachtungsgebiets (z. B. aus Erneuerbaren Energien) wird eine CO 2 - Gutschrift in Höhe des CO 2 -Äquivalents für den deutschen Strommix auf Verteilnetzebene angesetzt. Dahinter steht die Annahme, dass diese Strommenge in gleicher Höhe Strom aus dem deutschen Kraftwerkspark verdrängt. Durch diese Betrachtungsweise können sich bilanziell negative CO 2 - Emissionen ergeben. Dies ist in diesem Fall so zu interpretieren, dass gegenüber der durchschnittlichen Stromerzeugung in Deutschland CO 2 -Emissionen eingespart werden. 16

17 Analyse des Ist-Zustands Tabelle 1: Die CO 2 -Äquivalente der jeweiligen Energieträger CO 2 -Äquivalente nach GEMIS 4.9 und eigenen Berechnungen IfE; 07/2014 Brennstoff CO 2 -Äquivalent Bemerkung (Gesamte Prozesskette) [g/kwh] Strom 624,460 Wert aus GEMIS-Standarddatenbank. Strommix auf Mittelspannungs-Verteilnetzebene Erdgas 240,460 Flüssiggas 260,590 Heizöl EL 313,060 Braunkohle 451,770 Biogas 92,372 Biomethan 113,250 Holzpellets 17,582 Hackschnitzel 14,165 Scheitholz 11,373 Bezugsgröße: kwh Endenergie, Heizwert Hi Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Wert aus GEMIS-Standarddatenbank. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Wert aus GEMIS-Standarddatenbank. Biogas aus 70% Mais (ohne Landnutzungsänderungen), 30% Rindergülle, auf kwh Biogas bezogen Wert aus GEMIS-Standarddatenbank. Biomethan aus 70% Mais (NawaRo ohne Landnutzungsänderungen), 30% Gülle, Einspeiseanlage 500 m³/h, Druckwechsel/PSA-Konzept Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. Eigene Prozessdefinition des IfE in GEMIS 4.9. Auf Endenergie bezogen, es kann direkt mit dem Brennstoffeinsatz weitergerechnet werden, ohne Nutzungsgrad berücksichtigen zu müssen. 17

18 Analyse des Ist-Zustands 3.2 Energie- und CO 2 -Bilanz im Ist-Zustand Der elektrische Energiebedarf Das örtliche Stromnetz wird von der Bayernwerk AG betrieben. Als Datengrundlage stehen der gesamte Stromverbrauch des Jahres 2013, der detaillierte Verbrauch jeder kommunalen Liegenschaft sowie die Auswertung der rückläufigen Industriefragebögen zur Verfügung. Insgesamt beträgt der jährlich Stromverbrauch im Markt Neukirchen-Balbini rund MWh. Hier ist der Bedarf an elektrischer Energie für Heizzwecke mit berücksichtigt. (eigene Berechnung, Datenquelle [BW Strom]) Der Erdgasbedarf Im Betrachtungsgebiet wird kein lokales Erdgasnetz betrieben Der Heizölbedarf Der Gesamtendenergieeinsatz an Heizöl im Markt Neukirchen-Balbini beläuft sich auf rund MWh pro Jahr (entspricht rund Liter Heizöl). Dies wurde durch die detaillierten Verbrauchsdaten der kommunalen Liegenschaften, die Auswertung der rückläufigen Industriefragebögen und mithilfe einer detaillierten Aufstellung der Feuerstätten (Kaminkehrer) berechnet. (Datenquellen: [Kaminkehrer], [Fra Ind], [Fra Komm]) 18

19 Analyse des Ist-Zustands Der Anteil bereits genutzter Erneuerbarer Energien im Ist-Zustand Regenerative Stromerzeugung durch EEG-Anlagen Photovoltaik Zum Ende des Jahres 2013 waren im Markt Neukirchen-Balbini 148 Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von kw p installiert. Die Stromeinspeisung im Jahr 2013 belief sich auf rund MWh. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass einige der Anlagen erst Ende des Jahres 2013 installiert wurden und dementsprechend im Jahr 2013 noch nicht der tatsächlich zu erwartende Ertrag erzielt wurde. (Datenquelle [BW EE]) Wasserkraft Im Marktgebiet Neukirchen-Balbini ist bis zum Zeitpunkt der Konzepterstellung keine Wasserkraftanlagen installiert. (Datenquelle [BW EE]) Biomasse-KWK Im Betrachtungsgebiet sind dem Datenbestand des Jahres 2013 zufolge zwei Biomasse-KWK-Anlagen mit einer elektrischen Gesamtleistung von rund 990 kw installiert. Die jährliche Stromproduktion hieraus beträgt ca MWh. Daraus ergeben sich eine installierte thermische Leistung von etwa kw und eine Wärmeproduktion von ca MWh (Fermenterbeheizung bereits abgezogen). Davon werden im Ist-Zustand nur rund 775 MWh für Trocknungsanlagen und zur Beheizung weniger Wohngebäude genutzt. (eigene Berechnung, Datenquelle [BW EE]) 19

20 Analyse des Ist-Zustands Windkraft Ende 2013 konnte im Markt Neukirchen-Balbini keine Windkraftanlage verzeichnet werden. (Datenquelle [BW EE]) Zusammenfassung Tabelle 2 zeigt eine Übersicht der im Jahr 2013 eingespeisten Strommengen aus Erneuerbaren Energien. In Summe wurden im Jahr 2013 rund MWh durch die EEG-Anlagen eingespeist. Dies entspricht etwa 416 Prozent des gesamten Stromverbrauchs im Markt Neukirchen-Balbini im Jahr Tabelle 2: Übersicht der regenerativen Stromerzeugung im Markt Neukirchen-Balbini (Quelle: [BW EE]) Leistung Einspeisung [kw] [MWh] EEG-Anlagen Photovoltaik Biomasse Wasserkraft 0 0 Windkraft 0 0 Summe EEG-Anlagen

21 Analyse des Ist-Zustands Thermische Nutzung regenerativer Energien Solarthermie Die Gesamtfläche der bereits installierten Solarthermieanlagen im Betrachtungsgebiet wurde mit Hilfe des Solaratlas, einem interaktiven Auswertungssystem für den Datenbestand aus dem bundesweiten Marktanreizprogramm Solarthermie, durchgeführt. Über das Förderprogramm wurden vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) seit Oktober 2001 über Solarthermieanlagen gefördert. Im Markt Neukirchen-Balbini sind nach Angaben des BAFA (Stand: Ende 2013) insgesamt 69 Solarthermie-Anlagen mit einer Gesamt-Bruttoanlagenfläche aller solarthermischen Kollektortypen (Warmwasserbereitstellung und Heizungsunterstützung) von rund 581 m² installiert. Die mittlere Kollektorgröße beträgt demnach rund 8,4 m². (eigene Berechnung; Datenquelle [BAFA Sol]) Zur Errechnung der Wärmemenge, welche von den solarthermischen Anlagen pro Jahr erzeugt wird, wurde für Anlagen zur ausschließlichen Warmwasserbereitung von einem mittleren spezifischen Ertrag von 400 kwh/(m²*a) ausgegangen. Für Anlagen mit Heizungsunterstützung wurde ein mittlerer spezifischer Ertrag von 350 kwh/(m²*a) angesetzt. Der Wert der angegebenen Wärmebereitstellung errechnet sich aus der installierten Kollektorfläche und einem mittleren jährlichen Wärmeertrag. Insgesamt beträgt die Energiebereitstellung durch Solarthermie im Betrachtungsgebiet rund 220 MWh/a. Feste Biomasse Unter fester Biomasse versteht man vor allem Stückholz, Hackschnitzel oder Holzpellets, die in Heizkesseln oder Einzelfeuerstätten (z.b. Kaminöfen) zur Wärmebereitstellung eingesetzt werden. Im Markt Neukirchen-Balbini werden jährlich rund MWh an Biomasse zur Feuerung genutzt. [Quelle: Auflistung Feuerstätten; Fragebögen] Biomasse-KWK Wie in Kapitel bereits beschrieben befinden sich im Betrachtungsgebiet insgesamt 2 Biomasse-KWK-Anlagen, die eine Wärmeproduktion von ca MWh pro Jahr aufweisen, wovon im Ist- Zustand rund 775 MWh für Trocknungsanlagen und zur Beheizung weniger Wohngebäude genutzt werden. (eigene Berechnung, Datenquelle [BW Strom]) 21

22 Analyse des Ist-Zustands Zusammenfassung In Tabelle 3 ist die thermische Nutzung regenerativer Energien im Markt Neukirchen-Balbini dargestellt. In Summe beläuft sich die regenerative Wärmeerzeugung auf rund MWh pro Jahr (entsprechend rund 56 Prozent des gesamten thermischen Energiebedarfs im Betrachtungsgebiet im Markt Neukirchen-Balbini). Tabelle 3: Übersicht der regenerativen Wärmeerzeugung im Markt Neukirchen-Balbini (Quelle: [BAFA Sol];[BAFA Geo];[Kaminkehrer]) Thermische Nutzung [MWh/a] Energieholz Solarthermie 230 Biogasanlage 775 Summe

23 Analyse des Ist-Zustands Zusammenfassung Dieses Kapitel gibt eine Übersicht über die Verteilung des Endenergiebedarfs im Markt Neukirchen- Balbini. In Summe beläuft sich der jährliche Endenergiebedarf im Markt Neukirchen-Balbini auf rund MWh. Der gesamte Endenergieeinsatz für die Wärmeversorgung beläuft sich jährlich auf rund MWh. Zur Deckung des elektrischen Bedarfs werden rund MWh Endenergie jährlich benötigt (ohne Strom für Heizzwecke). In Abbildung 5 ist die Aufteilung des Endenergieverbrauchs in die einzelnen Energieträger für den Markt Neukirchen-Balbini dargestellt. Abbildung 5: Endenergieeinsatz der einzelnen Energieträger im Markt Neukirchen-Balbini 23

24 Analyse des Ist-Zustands In Abbildung 6 ist die Verteilung des Endenergieeinsatzes auf die einzelnen Verbrauchergruppen dargestellt. Abbildung 6: Verteilung des Endenergieeinsatzes auf die betrachteten Verbrauchergruppen 24

25 Analyse des Ist-Zustands CO 2 -Bilanz Aus dem Gesamtendenergieverbrauch resultiert unter Gegenrechnung der im Betrachtungsgebiet bereits vorhandenen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ein Ausstoß von rund Tonnen CO 2 pro Jahr. Dies entspricht einem jährlichen Ausstoß klimawirksamer Gase von rund -1,6 Tonnen CO 2 pro Kopf. In Abbildung 7 ist die ermittelte Energiebilanz mit Endenergie und dem gesamten CO 2 -Ausstoß mit den bereits genutzten Anteilen an erneuerbaren Energieträgern für das Betrachtungsgebiet dargestellt. Abbildung 7: Der CO 2 -Ausstoß im Ist-Zustand Hinweis: In der CO 2 -Bilanz sind die CO 2 -Emissionen der Mobilität (Verkehr) nicht mit berücksichtigt. Der CO 2 -Ausstoß in Höhe von rund -1,6 Tonnen pro Einwohner resultiert lediglich aus dem elektrischen und thermischen Endenergieverbrauch. 25

26 Wärmekataster 4 Wärmekataster Als eines der zentralen Elemente des Energienutzungsplans wurde aus den Daten zum energetischen Ist-Zustand für das Betrachtungsgebiet ein straßenspezifisches Wärmekataster erarbeitet. Das Wärmekataster zeigt auf, in welchen Straßenzügen welcher spezifische Wärmebedarf vorliegt und stellt damit die Grundlage dar, um auf kommunaler Ebene Wärmeverbundlösungen zu entwickeln und zu dimensionieren. Wichtigstes Hilfsmittel hierfür ist die sogenannte Wärmebelegung, mittels derer angegeben wird, wie viele Kilowattstunden Nutzwärme pro Meter Trasse und Jahr abgesetzt werden können. Je höher die Wärmebelegung, desto dichter ist das Netz, desto mehr Wärme wird bezogen auf die Länge abgesetzt. Je höher die Wärmebelegung, desto niedriger ist der prozentuale Wärmeverlust und desto wirtschaftlicher lässt sich ein Wärmenetz betreiben. Als Erfahrungswert der IfE GmbH kann angenommen werden, dass ein wirtschaftlicher Netzbetrieb in der Regel ab einer Wärmebelegung größer kwh/(m*a) möglich ist. Dieser Wert wird auch in einschlägigen Förderprogrammen (z.b. Bioklima [TfZ]) als Fördervoraussetzung angewendet. Eine konkrete Aussage hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes bedarf dennoch in jedem Fall einer fundierten Einzelprüfung. Werden beispielsweise günstige Abwärmequellen genutzt, kann ein Nahwärmeverbund unter Umständen auch bei einer niedrigeren Wärmebelegungszahl wirtschaftlich betrieben werden. Zur Berechnung des Wärmebedarfs wurde zunächst die Wohnfläche aller Gebäude mittels der Grundfläche und spezifischer Umrechnungsfaktoren ermittelt. Auf Grundlage der Bebauungspläne und baualtersklassentypischer Wärmebedarfskennzahlen konnte der Wärmebedarf aller Wohngebäude erhoben werden. Von besonderer Bedeutung sind zudem die Daten der Kaminkehrer, da diese genaue Information über Anzahl (Stück), Leistung (kw) und Brennstoffart (Heizöl, Pellets etc.) der Heizkessel aller Straßen im Marktgebiet besitzen. Zudem wurden die Fragebögen der Industriebetriebe und die detailliert vorliegenden Verbrauchsdaten der kommunalen Liegenschaften ausgewertet. Die Daten wurden auf die einzelnen Straßenzüge aufgeschlüsselt. Die Wärmebelegungsdichte für die jeweilige Straße wurde durch Division des Wärmebedarfs durch die Trassenlänge des Wärmenetzes ermittelt, die zur Erschließung der Wärmeabnehmer erforderlich ist. Die Trassenlänge ergibt sich aus der Länge der betrachteten Straße. Zusätzlich wurde eine Pauschale von 10 Trassenmetern pro Hausanschlussleitung berücksichtigt. In Abbildung 8 ist das Wärmekataster von Neukirchen-Balbini dargestellt. 26

27 Wärmekataster Abbildung 8: Wärmekataster für den Markt Neukirchen-Balbini bei einer Anschlussdichte von 100 % 27

28 Potenzialanalyse 5 Potenzialanalyse 5.1 Definitionen Unter dem Begriff Potenzial wird nachfolgend das nach dem aktuellen Stand der Technik unter Beachtung der rechtlichen Rahmenbedingungen umsetzbare Potenzial verstanden (technisches Potenzial). Davon zu unterscheiden sind das theoretische und das wirtschaftliche Potenzial. Das theoretische Potenzial ist das Potenzial, das unter Ausnutzung aller Ressourcen theoretisch verfügbar wäre und ist demzufolge größer als das technisch tatsächlich umsetzbare Potenzial. Das wirtschaftliche Potenzial ist eine Teilmenge des technischen Potenzials und umfasst nur die Maßnahmen, die sich unter den derzeitigen Rahmenbedingungen wirtschaftlich sinnvoll umsetzen lassen. In der Praxis ist eine scharfe Abgrenzung des Potenzialbegriffs allerdings nicht immer möglich. Im Allgemeinen gilt: Theoretisches Potenzial > Technisches Potenzial > Wirtschaftliches Potenzial Zur Veranschaulichung sei im Rahmen des Energienutzungsplans die gewählte Begriffsdefinition am Beispiel der Solarenergie näher erläutert: Theoretisches Potenzial : Summe der insgesamt auf das Betrachtungsgebiet auftreffenden Energiemenge aus solarer Strahlung Technisches Potenzial: Mit der heutigen Technologie (Photovoltaik, Solarthermiekollektoren) auf den verfügbaren Dachflächen und geeigneten Freiflächen nutzbarer Teil der auf das Betrachtungsgebiet auftreffenden Solarenergie nach Abzug von Ausschlussflächen (Norddächer, denkmalgeschützte Gebäude, Grünflächen, Landschaftsschutzgebiete, ) und unter Berücksichtigung der rechtlichen Rahmenbedingungen (z. B. Freiflächen-PV nur auf Konversionsflächen und entlang Bahntrassen und Autobahnen) Wirtschaftliches Potenzial: Der wirtschaftlich umsetzbare Teil des technischen Potenzials, d. h. Solarenergie wird nur dort genutzt, wo sie sich unter heutigen ökonomischen Rahmenbedingungen wirtschaftlich darstellen lässt 28

29 Potenzialanalyse Der angenommene Betrachtungszeitraum zur Ermittlung der Potenziale zur Energieeinsparung und Steigerung der Energieeffizienz beträgt grundsätzlich 20 Jahre, d. h. es wird angenommen, dass sich die ermittelten Potenziale innerhalb der nächsten 20 Jahre umsetzen lassen. Die dargestellten Ergebnisse beziehen sich stets auf den Endzustand nach 17 Jahren im Jahr 2030 (Ausbauziel) im Vergleich zum Ausgangzustand im Bilanzjahr Als Normierungsbasis dient der Zeitraum eines Jahres, d. h. alle Ergebnisse sind als Jahreswerte nach Umsetzung der Ausbauziele angegeben (z. B. jährlicher Energieverbrauch in MWh/a und jährliche CO 2 -Emissionen in t/a). Die CO 2 -Bilanz wurden analog zu der in Kapitel beschriebenen Methode ermittelt. Für Einsparungen im Bereich der elektrischen Energie wurde das CO 2 -Äquivalent für Strom gemäß Tabelle 1 angesetzt. Für Einsparungen bei der thermischen Energie wurde ein entsprechend der prozentualen Verteilung der Energieträger Erdgas und Heizöl im Betrachtungsgebiet gewichteter Mittelwert aus dem CO 2 -Äquivalent für Erdgas und Heizöl angesetzt. 5.2 Potenziale zur Energieeinsparung und Steigerung der Energieeffizienz Private Haushalte Endenergie zur Wärmebereitstellung Ausgehend vom Gebäudebestand und der Gebäudealtersstruktur im Betrachtungsgebiet [StaBa Komm] wurde das energetische Einsparpotenzial durch Gebäudesanierung berechnet. Für die Gebäudesanierung bzw. Wärmedämmmaßnahmen an Wohngebäuden werden dabei zwei Szenarien betrachtet: Szenario 1: Sämtliche bestehenden Wohngebäude werden im Zeitraum 2013 bis 2030 nach dem EnEV 2016 Standard saniert. Szenario 2: Im Zeitraum 2013 bis 2030 wird mit einer kommunenspezifischen Sanierungsrate von 2,0 % der gesamten Wohnfläche pro Jahr auf den EnEV 2016 Standard gerechnet. Dieses Szenario stellt eine ehrgeizige, aber realistische Aufgabe dar. Das Ergebnis der Potenzialbetrachtung der energetischen Sanierung von Bestandsgebäuden im Betrachtungsgebiet ist in Abbildung 9 dargestellt. 29

30 Potenzialanalyse Abbildung 9: Die Potenzialbetrachtung der energetischen Sanierung von Bestandsgebäuden Durch eine Sanierung aller Wohngebäude nach EnEV-16-Standard (Szenario 1) bis zum Jahr 2030 könnte der thermische Endenergiebedarf dann um rund MWh pro Jahr gesenkt werden. Bei Umsetzung des Szenarios 2 könnte der thermische Endenergiebedarf im Bereich der Wohngebäude im Betrachtungsgebiet nach 20 Jahren um rund MWh pro Jahr gesenkt werden. Dies entspricht einer Einsparung von 26 % gegenüber dem Ist-Zustand. Aufgrund des realistischeren Sanierungsziels wird in der Folge ausschließlich Szenario 2 als Grundlage für die weiteren Betrachtungen im Rahmen des Energienutzungsplans herangezogen. 30

31 Potenzialanalyse Elektrische Energie Der Einsatz von stromsparenden Haushaltsgeräten trägt zu einer Reduzierung des Stromverbrauches und somit auch zu einer Reduktion des CO 2 -Ausstoßes bei. Die Ermittlung der Einsparpotenziale in der Verbrauchergruppe GHD/I/L erfolgt daher in Anlehnung an die EU-Energie-Effizienzrichtlinie (EED) [EED] vom 04. Dezember Es wird angenommen, dass bezogen auf den Ist-Zustand in den nächsten 17 Jahren jährlich 1,5% des elektrischen Endenergiebedarfs eingespart werden können. Absolut würde sich hierdurch ausgehend vom derzeitigen Verbrauch von MWh pro Jahr im Bereich der privaten Haushalte ein Einsparpotenzial von rund 218 MWh/a an elektrischer Endenergie pro Jahr ergeben. Dadurch könnte der CO 2 -Ausstoß um 140 t/a gesenkt werden. Hinweis: Im Rahmen dieser Studie wurden die elektrischen Einsparpotenziale anhand des aktuellen Stromverbrauches und durch Austausch/Optimierung der aktuell installierten Anlagentechnik berechnet. Eine Berücksichtigung neuer stromverbrauchender Anwendungsbereiche kann nicht vorhergesagt und dementsprechend nicht berücksichtigt werden Gewerbe, Handel, Dienstleistung / Industrie / Landwirtschaft (GHD/I/L) Grundsätzlich ist die Potenzialabschätzung im Sektor GHD/I/L mit Unsicherheiten behaftet. Eine genaue Analyse der Energieeinsparpotenziale kann nur durch eine ausführliche Begehung sämtlicher Betriebe sowie der damit verbundenen, umfangreichen Datenerhebungen erfolgen. Die Ermittlung der Einsparpotenziale in der Verbrauchergruppe GHD/I/L erfolgt daher in Anlehnung an die EU- Energie-Effizienzrichtlinie (EED) [EED] vom 04. Dezember Es wird angenommen, dass bezogen auf den Ist-Zustand in den nächsten 17 Jahren jährlich: 1,5% des elektrischen Endenergiebedarfs 1,5% des thermischen Endenergiebedarfs eingespart werden können. Ausgehend von diesem Einsparziel könnten in der Verbrauchergruppe GHD/I/L im thermischen Bereich MWh/a und im elektrischen Bereich rund 525 MWh/a gegenüber dem Ausgangszustand eingespart werden. Dies entspricht einer Verminderung des CO 2 -Ausstoßes von 414 t/a im thermischen Sektor und 330 t/a im elektrischen Sektor. 31

32 Potenzialanalyse Kommunale Liegenschaften Aus Sicht der EU und des Bundes kommt den Städten und Kommunen eine zentrale Rolle bei der Umsetzung von Energieeinsparmaßnahmen zu [DENA]. Nur auf kommunaler Ebene besteht die Möglichkeit einer direkten Ansprache der Akteure. Die Motivation zur eigenen Zielsetzung und Mitwirken bei der Reduktion der CO 2 -Emissionen für die Städte und Kommunen kann dabei in mehrere Ebenen untergliedert werden: Die Selbstverpflichtung aus Überzeugung von der Notwendigkeit des Handelns Die Vorbildfunktion für alle Bürger Die wirtschaftliche Motivation Zudem können Aktivitäten, die dem Klimawandel und seinen Herausforderungen eine aktive Handlungsbereitschaft und eine klare Zielsetzung entgegensetzen, auch Vorteile im Zusammenhang mit privaten und unternehmerischen Standortentscheidungen hervorrufen. Die Städte und Kommunen bilden in Bezug auf die Umsetzung energiepolitischer Ziele das Verbindungsglied zwischen EU, Bund, Land und dem Endverbraucher Endenergie zur Wärmebereitstellung Analog zu der Verbrauchergruppe Private Haushalte ergibt sich auch für die kommunalen Liegenschaften ein Einsparpotenzial durch die energetische Sanierung von Gebäuden. Die thermischen Energieeinsparpotenziale werden gemäß der EU-Effizienzrichtlinie mit 1,5 % jährlich angesetzt. Daraus ergibt sich ein Potenzial zur Einsparung an thermischer Endenergie von rund 93 MWh/a bezogen auf das Jahr Dies entspricht einer CO 2 -Einsparung gegenüber dem Ausgangszustand von 29 t/a Elektrische Endenergie In Anlehnung an die EU-Effizienzrichtlinie wird davon ausgegangen, dass jährlich rund 1,5% eingespart werden können. Dies entspricht einer Einsparung an elektrischer Endenergie von rund 120 MWh/a im Jahr Durch das Umsetzten der Einsparmaßnahmen kann der CO 2 -Ausstoß gegenüber dem Ausgangszustand um 23 t/a reduziert werden. 32

33 Potenzialanalyse Straßenbeleuchtung Den Unterlagen der SB-Statistik zufolge sind im Marktgebiet insgesamt 172 Leuchtmittel (Stand Sept. 2015) installiert, welche einen Stromverbrauch von rund 26 MWh/a verursachen. Eine Aufstellung der Straßenbeleuchtung nach Leuchtmittel im Ist-Zustand ist in Tabelle 4 aufgeführt. Tabelle 4: Die installierten Leuchtmittel im Marktgebiet Neukirchen-Balbini Leuchtmittel Typ Bezeichnung Anzahl installierte Leistung Stromverbrauch [-] [kwh] [kwh] Quecksilberdampflampen HME 0 0,0 0 Natriumdampflampen NAV 8 0, Leuchtstofflampen LS 65 2, Halogenlampen HIT 0 0,0 0 LED LED 99 3, Summe 172 6, Es sind bereits zum Großteil LED-Leuchtmittel installiert. Langfristig ergibt sich noch ein geringes Einsparpotenzial durch die Umstellung der verbliebenen Natriumdampflampen auf LED-Module von rund kwh pro Jahr. Mit der Umrüstung der Leuchtstoffröhren auf LED-Technik kann nur eine sehr geringe Einsparung erzielt werden. (Tabelle 5) Tabelle 5: Einsparpotenzial im Bereich der Straßenbeleuchtung bis zum Jahr 2030 Ist-Zustand Potential 2030 prozentuale Anzahl Beleuchtung Stromverbrauch Beleuchtung Stromverbrauch Einsparung Leuchten [Typ] [kwh/a] [Typ] [kwh/a] [-] 0 HME NAV LED % 65 LS LED % 0 HIT LED LED % 172 Summe Summe % 33

34 V Industrie Kommunale Liegenschaften Private Haushalte Potenzialanalyse Zusammenfassung der Potenzialanalyse In Tabelle 6 sind die Potenziale zur Steigerung der Energieeffizienz bzw. zur Einsparung von Energie in den einzelnen Verbrauchergruppen als Summe zusammenfassend dargestellt. Tabelle 6: Zusammenfassung der verbrauchergruppenspezifischen Einsparpotenziale Effizienzsteigerung Endenergie thermisch Endenergie Ist-Zustand Maßnahme Endenergie Soll-Zustand CO 2 - Einsparung [MWh/a] [%] [MWh/a] [MWh/a] [t/a] Wärmedämmung Sanierungsrate 2 % auf EnEV 2016 Einsparpotential 26% Endenergie elektrisch Endenergie thermisch Endenergie elektrisch Steigerung der Elektroeffizienz Wärmedämmmaßnahmen Steigerung der Elektroeffizienz 20% % % Straßenbeleuchtung 53 Umrüstung auf LED 6% Endenergie thermisch Effizienzsteigerung 25% Endenergie elektrisch Effizienzsteigerung 30% Summe Endenergie gesamt In Summe ergibt sich in den drei Verbrauchergruppen im Bereich der thermischen Endenergie gegenüber dem Ist-Zustand (rund MWh/a) ein Einsparpotenzial von etwa MWh/a bzw. rund 26 %. Im Bereich der elektrischen Endenergie ergibt sich ausgehend vom Ist-Zustand (rund MWh/a) eine Einsparung von rund 774 MWh/a bzw. rund 26 %. Insgesamt könnten in Summe ca MWh/a Endenergie und rund t/a an CO 2 -Emissionen vermieden werden. Von thermischer Seite liegen die größten Einsparpotenziale im Bereich der privaten Haushalte. Die Potenziale im Bereich elektrische Energie sind im Bereich GHD/I/L am größten. 34

35 Potenzialanalyse 5.3 Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien Nachfolgend wird das grundsätzliche und langfristig zur Verfügung stehende Potenzial aus verschiedenen Erneuerbaren Energiequellen im Betrachtungsgebiet zusammengestellt. Als Erneuerbare Energien in diesem Sinne werden Energieträger bezeichnet, die im gleichen Zeitraum in dem sie verbraucht werden wieder neu gebildet werden können (z. B. Biomasse) oder grundsätzlich in unerschöpflichem Maße zur Verfügung stehen (Solarstrahlung, Windenergie, Wasserkraft, Geothermie). Die in den nachfolgenden Kapiteln ausgewiesenen Potenziale spiegeln das technisch umsetzbare und nachhaltig nutzbare Potenzial wieder und lassen keinen Rückschluss auf die Wirtschaftlichkeit bei der Umsetzung zu. Da sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen kontinuierlich ändern können (z. B. durch politische oder rechtliche Vorgaben), ist eine Wirtschaftlichkeit bei der Umsetzung konkreter Maßnahmen und Projekte jeweils im Einzelfall zu prüfen Photovoltaik und Solarthermie Die Nutzung der direkten Sonneneinstrahlung ist auf verschiedene Arten möglich. Zum einen stehen Möglichkeiten der passiven Nutzung von Sonnenlicht und -wärme zur Verfügung, die vor allem in der baulichen Umsetzung bzw. Gebäudearchitektur Anwendung finden (z. B. solare Gewinne über großzügig verglaste Fassaden). Zum anderen kann die Sonnenstrahlung aktiv zur Energieerzeugung genutzt werden, in erster Linie zur Warmwasserbereitung (Solarthermie) und Stromerzeugung (Photovoltaik) Photovoltaik und Solarthermie auf Dachflächen: Mithilfe der Anzahl der Wohngebäude und Wohnflächen [StaBa Komm], den vorhandenen Dächern der Gewerbe-/Industriebetriebe und der Auswertung von Luftbildaufnahmen können die für die Nutzung von Solarthermie und Photovoltaik geeigneten Modulflächen auf den verfügbaren Dachflächen bestimmt werden. Die Modulfläche beschreibt dabei die Fläche, die sich tatsächlich für die Installation von Solarthermie und Photovoltaik eignet. Norddächer und Dächer auf Gebäuden mit Denkmalschutz werden dabei nicht berücksichtigt. Die auf diese Weise ermittelten verfügbaren Modulflächen wurden durch die IfE GmbH zusammengestellt und mit den beteiligten Akteuren abgestimmt. In Summe beläuft sich die nutzbare Modulfläche im Betrachtungsgebiet auf rund m². Ausgehend vom heutigen Stand der Technik kann bei der Verwendung von monokristallinen PV-Modulen zur solaren Stromproduktion von einem Flächenbedarf von rund 7,5 m²/kw p ausgegan- 35

36 Potenzialanalyse gen werden. Der Ertrag von Solarthermieanlagen wurde im Rahmen des Energienutzungsplans ausgehend von den örtlichen Gegebenheiten unter Berücksichtigung der bereits installierten Solarthermieanlagen ermittelt. Für die weiteren Berechnungen wurde auf Basis von Erfahrungswerten der IfE GmbH sowie den Erträgen der im Betrachtungsgebiet bereits vorhandenen Anlagen von folgenden spezifischen Erträgen ausgegangen: Photovoltaik (Aufdach) mittl. jährlicher Ertrag: 900 kwh el /kw p Solarthermie mittl. jährlicher Ertrag: 300 kwh th /m² Es wird davon ausgegangen, dass die für solare Nutzung geeignete Dachfläche sowohl für die Installation von Solarthermieanlagen als auch für die Warmwasserbereitung und die Installation von Photovoltaikanlagen für die Stromproduktion genutzt werden. Aufgrund der direkten Standortkonkurrenz der beiden Techniken muss dabei eine prozentuale Verteilung berücksichtigt werden. Um ein praxisbezogenes Ausbausoll an Solarthermiefläche vorgeben zu können, wird als Randbedingung ein Deckungsziel des Warmwasserbedarfs in der Verbrauchergruppe Private Haushalte anvisiert. Dieses Deckungsziel (sprich der Anteil am gesamten Warmwasserbedarf, der durch Solarthermie erzeugt werden soll) wird mit ca. 50% angesetzt. Ausgehend von einem spezifischen Energiebedarf für die Brauchwassererwärmung von 12,5 kwh th /m² WF *a [EnEV] ergibt sich für das Betrachtungsgebiet ein jährlicher Gesamt-Energiebedarf zur Brauchwassererzeugung von rund 645 MWh th. Daraus folgt ein Energiebedarf von rund 322 MWh th, der durch Solarthermie gedeckt werden soll. Um dies zu erreichen werden insgesamt etwa m² an Kollektorfläche benötigt. Diese Fläche wird im Rahmen des Energienutzungsplans gleichzeitig als technisches Potenzial der Solarthermie definiert. Derzeit sind im Betrachtungsgebiet bereits Solarthermieanlagen mit einer Gesamtfläche von rund 581 m 2 installiert, sodass noch eine Ausbaupotenzial von rund 493 m² besteht. Ausgehend von der Annahme, dass dieses Potenzial voll ausgeschöpft wird, ergibt sich eine maximale nutzbare Restdachfläche für Photovoltaikmodule von m². Es wird angenommen, dass rund 50 % der für Photovoltaik zur Verfügung stehenden Restdachfläche tatsächlich nutzbar sind. In Summe ergibt sich daraus eine im Betrachtungsgebiet realistisch für Photovoltaikanlagen nutzbare Dachfläche von etwa m². In Summe können auf dieser Modulfläche Photovoltaikmodule mit einer Gesamtleistung in Höhe von rund kw p installiert werden. Im Bilanzjahr Jahr 2013 waren bereits Module mit einer Gesamtleistung von kw p installiert, sodass noch ein Ausbaupotenzial von rund kw p besteht. 36

37 Potenzialanalyse Die Potenziale für Photovoltaik und Solarthermieanlagen sind in der nachfolgenden Tabelle 7 als Übersicht zusammengefasst. Tabelle 7: Das Potenzial Erneuerbarer Energien aus Solarthermie und Photovoltaik Solarthermie und Photovoltaik geeignete Modulfläche im Marktgebiet (Dachneigung, Denkmalschutz, etc.) m 2 Warmwasserbereitung durch Solarthermie (50% des WW-Bedarfes der Privaten Haushalte) Erforderliche Kollektorfläche m 2 bereits installiert 581 m 2 Ausbaupotential 493 m 2 gesamte Wärmeproduktion 322 MWh/a Stromproduktion durch Photovoltaik (50% der übrigen geeigneten Dachfläche) Gesamtpotential bereits installiert Ausbaupotential gesamte Stromproduktion kw p kw p kw p MWh/a Aktuell sind rund 581 m² Solarkollektorfläche installiert. Zur Erreichung des oben definierten Gesamtpotenzials müssen demnach noch etwa 493 m² zugebaut werden (solarthermisches Ausbaupotenzial). Das Ausbaupotenzial an Photovoltaik auf Dachflächen beträgt folglich noch kw p. Insgesamt können bei voller Ausschöpfung des Potenzials jährlich rund MWh an Strom produziert werden. Hinweis: Die wirtschaftlichen Rahmenbedingung der privaten Photovoltaikanlagen haben sich dahingehend verändert, dass PV-Aufdach-Anlagen in der Regel nur wirtschaftlich darstellbar sind, sofern eine Eigenstromnutzung erfolgt. Eine Ost-West-Ausrichtung der Dachflächen eignet sich grundsätzlich ebenfalls, da hier der Stromertrag zwar geringer ausfällt, dafür aber über den Tag gleichmäßiger verteilt ist. 37

38 Potenzialanalyse Photovoltaik auf Freiflächen Neben der Nutzung von geeigneten Dachflächen besteht auch noch die Möglichkeit Photovoltaik auf Konversionsflächen und sonstigen Freiflächen zu installieren. Ähnlich wie bei Flachdächern kann hier die Ausrichtung der zu installierenden Anlage optimal gewählt werden. Nach dem Erneuerbaren- Energien-Gesetz ist die Installation von PV-Anlagen aktuell auf folgenden Flächen möglich: Entlang von Bahnlinien Entlang von Autobahnen Auf sonstige Flächen wie z. B. stillgelegten Deponien oder Truppenübungsplätzen Im Marktgebiet Neukirchen-Balbini existieren nach Aussage der Akteure vor Ort keine geeigneten Konversionsflächen auf Deponien oder Ähnlichem. Des Weiteren sind kein Bahn- und Autobahntrassen vorhanden. In Abstimmung mit den beteiligten Akteuren wurde ein mögliches Potenzial von 500 m Streckenabschnitt festgelegt, weshalb in Absprache kein nutzbares Potenzial ausgewiesen wird. 38

39 Potenzialanalyse Biomasse Feste Biomasse Energieholz aus Forstwirtschaft Es steht im Betrachtungsgebiet eine Waldfläche von rund ha [StaBa Komm] zur Verfügung, was einem Anteil von rund 52 % an der Gesamtfläche des Betrachtungsgebietes entspricht. Bei der Ermittlung des maximal zur Verfügung stehenden Potenzials an Energie aus Holz wird von einem durchschnittlichen Holzzuwachs von im Mittel 7 Festmetern je Hektar und Jahr ausgegangen. Der jährliche Nachwuchs an Holz wird im Betrachtungsgebiet auf rund MWh pro Jahr prognostiziert (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm]). Bei dem zur Verfügung stehenden Potenzial an Holz steht der Anteil, welcher energetisch genutzt werden kann, in Konkurrenz mit der stofflichen Verwertung. Daher kann nicht der gesamte Holznachwuchs für die energetische Nutzung eingesetzt werden. Das technisch und nachhaltig nutzbare Gesamtpotenzial für die energetische Nutzung (Holzbrennstoffertrag) beläuft sich auf ca MWh/a. Landschaftspflegeholz Landschaftspflegeholz (Holz aus öffentlichem und privatem Baum-, Strauch- und Heckenschnitt) unterliegt keiner sonstigen Nutzung und steht somit theoretisch komplett zur Verfügung. Unter der Annahme eines jährlichen Anfalls an Landschaftspflegeholz von rund 61,1 kg pro Einwohner besteht ein Potenzial von rund 154 MWh pro Jahr (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm], [AbfaBa G]). Altholz Eine Sonderstellung kommt dem Altholz zu. Pro Einwohner und Jahr fallen laut Abfallbilanz [AbfaBa A] im Landkreis Schwandorf 14,5 kg Altholz an. Unter Berücksichtigung der Einwohnerzahl im Betrachtungsgebiet steht dadurch eine Energiemenge von rund 25 MWh/a zur energetischen Nutzung zur Verfügung (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm], [AbfaBa A]). 39

40 Potenzialanalyse Zusammenfassung feste Biomasse In Tabelle 8 ist das technische Potenzial zur Energiebereitstellung aus holzartiger Biomasse zusammenfassend aufgelistet. In Summe beträgt das nutzbare Gesamtpotenzial an fester Biomasse für das Gesamtgebiet rund MWh/a. Aktuell (Bilanzjahr 2013) beläuft sich Endenergieeinsatz an fester Biomasse auf MWh/a. Aus den Betrachtungen ergibt sich ein nachhaltiges Potenzial von MWh/a. Somit besteht noch ein Ausbaupotenzial von 63 MWh. Tabelle 8: Übersicht der technischen Energiebereitstellungspotenziale aus Holz Energiebereitstellung [MWh/a] Nachwuchs auf gesamter Waldfläche (rund 2492 ha; regenerativer Nachwuchs ca.7 Fm/ha x a) davon als Brennholz nutzbar (rund 20 %) zusätzlich: Landschaftspflegeholz 154 Altholz 25 Summe nutzbares Gesamtpotential MWh/a Gasförmige Biomasse Biogas aus Energiepflanzen Bei der Abschätzung des Potenzials an Biomasse aus der landwirtschaftlichen Produktion wird von einem Anbau von Energiepflanzen (z. B. Raps, Mais oder sonstige) auf 20 % der zur Verfügung stehenden landwirtschaftlichen Fläche ausgegangen. Folglich würden weiterhin 80 % der Flächen für die Nahrungsmittelproduktion zur Verfügung stehen. Auf der für den Anbau von Energiepflanzen verfügbaren Fläche ließe sich im Betrachtungsgebiet eine Energiemenge von ca MWh pro Jahr an Biogas bereitstellen (eigene Berechnung; Datenquelle [StaBa Komm]) 40

41 Potenzialanalyse Biogas aus Gülle Eine weitere Möglichkeit der energetischen Nutzung in der Landwirtschaft stellt der Reststoff Gülle dar. Eine Großvieheinheit produziert ca. 15 Tonnen Gülle im Jahr. Mit einer Tonne Gülle können in Biogasanlagen ca m³ Biogas erzeugt werden. Unter der Voraussetzung, dass etwa 50 % der anfallenden Gülle als Input für Biogasanlagen genutzt werden, ergibt sich für das Betrachtungsgebiet derzeit ein Potenzial von rund MWh/a an Biogas. (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm]). Biogas aus Bioabfällen Gemäß der Abfallbilanz Bayern des Landkreises Nürnberger Land fallen jährlich pro Einwohner rund 0,4 kg Bioabfall an. Dies ergibt einen jährlichen Bioabfallanfall für den Markt Neukirchen-Balbini von rund 0,5 Tonnen. Bei einem mittleren Biogasertrag von rund 100 m³ pro Tonne Bioabfall könnten folglich rund 0,3 MWh/a an Biogas erzeugt werden (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm], [AbfaBa B]). Klärgas aus Klärschlamm Eine zusätzliche allerdings nur bedingt verfügbare Möglichkeit zur Energieerzeugung aus Biomasse stellt die energetische Nutzung des Reststoffes Klärschlamm dar. Eine überschlägige Ermittlung auf Basis der verfügbaren Abfallbilanzen [AbfaBa K] ergibt ein Potenzial zur Bereitstellung von rund 86 MWh/a an Klärgas (eigene Berechnung, Datenquelle [StaBa Komm], [AbfaBa K]). 41

42 Potenzialanalyse Zusammenfassung gasförmige Biomasse In der nachfolgenden Tabelle 9 sind die Potenziale im Betrachtungsgebiet zusammengefasst. Tabelle 9: Zusammenfassung technisches Biogaspotenzial Potential an Biogas Energieträger Energiepflanzen Gülle Bioabfall MWh/a MWh/a 0,3 MWh/a Leistung Biogasanlage Stromproduktion gesamt Wärmeproduktion gesamt kw el MWh/a MWh/a Das Gesamtpotenzial von MWh/a beinhaltet die energetische Verwertung von Energiepflanzen auf rund 20 % der gesamten landwirtschaftlichen Nutzfläche, die energetischen Nutzung von rund 50 % des gesamten Gülleanfalls im Betrachtungsgebiet und das Potenzial aus Bioabfällen. Die erzeugte Biogasenergie kann z. B. in Blockheizkraftwerken in elektrische und thermische Energie umgewandelt werden. Ausgehend von dem zur Verfügung stehenden Potenzial an gasförmiger Biomasse könnten KWK-Anlagen mit einer Leistung von rund kw el installiert werden. Das Potenzial ist mit aktuell bereits 990 kw el nahezu ausgeschöpft. Bei angenommenen Nutzungsgraden von η el = 0,40 und η th = 0,45 sowie einer jährlichen Vollbenutzungsdauer von h/a können in Summe aus allen gasförmigen Energieträgern somit MWh el und MWh th erzeugt werden (Wärme zur Fermenterbeheizung bereits abgezogen). Hinweis: Der Zubau weiterer Biogasanlagen / Biomethanaufbereitungsanlagen ist von den Rahmenbedingungen des EEG abhängig. Die Umsetzung neuer Biogasanlagen muss im Einzelfall geprüft werden. 42

43 Potenzialanalyse Windkraft Im Betrachtungsgebiet konnte kein Vorranggebiet für die Windkraftnutzung identifiziert werden [BayEn]. Die Waldfläche im süd-westlichen Gebiet vom Markt Neukirchen-Balbini weist die größten Abstände zur Bebauung auf. Jedoch sind in diesem Gebiet nur Windgeschwindigkeiten von unter 4 m/s zu verzeichnen (Abbildung 10). Dies bedeutet, dass die vorliegenden Flächen entweder wegen Ihrer Nähe zur Bebauung oder wegen der geringen Windgeschwindigkeiten als Standort für eine Windkraftanlage nicht in Frage kommen. Unter Berücksichtigung der aktuell vorherrschenden gesetzlichen Rahmenbedingungen und in enger Abstimmung mit den beteiligten Akteuren wird aus den genannten Gründen im Bereich der Windkraft derzeit kein Potenzial gesehen. Abbildung 10: Mittlere Windgeschwindigkeit in 130 Meter Höhe (eigene Darstellung [Datenquelle [BayEn]) Wasserkraft Nach Informationen der beteiligten Akteure vor Ort, ist aktuell kein weiterer Ausbau von Wasserkraft im Betrachtungsgebiet möglich. Das Ausbaupotenzial wird daher mit Null angesetzt. 43

44 Potenzialanalyse Zusammenfassung Potenziale Erneuerbaren Energien In nachfolgender Tabelle 10 sind der Ist-Zustand sowie das technische Potenzial der Erneuerbaren Energien im Betrachtungsgebiet zusammenfassend dargestellt. Die Differenz zwischen Bestand und technischem Gesamtpotenzial gibt das zur Verfügung stehende technische Ausbaupotenzial wieder. Durch Umsetzung der technischen und nachhaltigen Potenziale im Bereich der Erneuerbaren Energien könnten, ausgehend vom Bilanzjahr 2013, zusätzlich jährlich rund 975 MWh regenerativer Strom und ca MWh regenerative Wärme bereitgestellt werden. Tabelle 10: Die Potenziale im Bereich der Erneuerbaren Energien Potential Erneuerbarer Energien Endenergie elektrisch [MWh/a] Bestand Gesamtpotential Ausbaupotential Endenergie thermisch [MWh/a] Endenergie elektrisch [MWh/a] Endenergie thermisch [MWh/a] Endenergie elektrisch [MWh/a] Endenergie thermisch [MWh/a] Photovoltaik 50 % der geeigneten Fläche Freiflächen-PV keine weitere geeignete Freifläche Solarthermie 50 % WW-Deckung Biomasse Wald/Altholz/Nebenprod Biogas landw. Nutzfläche, Gülle * Windkraft keine geeigneten Standorte Wasserkraft keine geeigneten Querbauwerke Summe EE *Potential bilanziell bereits ausgeschöpft Die größten Ausbaupotenziale bestehen bei der Aufdach-Photovoltaik sowie in der sinnvollen Abwärmenutzung von Biogasanlagen. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass es sich hier um technische, nicht um wirtschaftliche Potenziale handelt. Eine Umsetzung ist daher nicht zwangsläufig möglich. Kein zusätzliches Ausbaupotenzial besteht im Bereich der Wind- und Wasserkraft. Bei der festen Biomasse sind die vorhandenen Potenziale im Bilanzjahr bereits nahezu überausgeschöpft, sodass bilanziell ein Import über die Grenzen des Betrachtungsgebiets hinweg notwendig ist. 44

45 Strategische Entwicklungsszenarien bis Strategische Entwicklungsszenarien bis 2030 Nachfolgend werden die Ergebnisse zum energetischen Ist-Zustand, die Potenziale zur Energieeinsparung und die technischen Potenziale zum Ausbau Erneuerbarer Energien zusammengeführt. Ziel ist es, zu prüfen, inwieweit eine bilanziell autarke Energieversorgung im Betrachtungsgebiet bis zum Jahr 2030 möglich ist. Energieautarkie bedeutet in diesem Fall, dass die Summe alle Energieverbräuche innerhalb bestimmter Systemgrenzen gleich der Summe aller Energieerzeugung innerhalb dieser Systemgrenzen ist (bilanzielle Energieautarkie). Die zeitliche Komponente (Deckungsgleichheit von Erzeugung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt im Jahr) wird dabei außer Acht gelassen. Die Untersuchung wird getrennt für Strom und Wärme durchgeführt. 6.1 Elektrische Energie In Abbildung 11 ist die prognostizierte Entwicklung des gesamten Strombedarfs im Betrachtungsgebiet für die einzelnen Jahre 2013 bis 2030 dargestellt. Durch Effizienzsteigerung und den Umstieg auf moderne Technologien könnte unter den angenommenen Randbedingungen der Bedarf an elektrischer Energie von aktuell MWh/a auf MWh/a im Jahr 2030 gesenkt werden (schwarze Linie). Die grüne Linie zeigt das vorhandene technische Gesamtpotenzial an Strom aus Erneuerbaren Energien im Betrachtungsgebiet. Die rote Linie zeigt den Ausbau der regenerativen Stromerzeugung an, die hier vereinfachend als linear angenommen wurde (es erfolgt also bezogen auf den Ist-Zustand jedes Jahr der gleich prozentuale Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen). Aus der Grafik wird deutlich, dass bereits im Ist-Zustand ein Vielfaches der benötigten elektrischen Energie im Bilanzgebiet aus Erneuerbaren Energien gedeckt wird. Darüber hinaus könnten im Vergleich zum Ist-Zustand weitere 975 MWh/a zusätzlich regenerativ erzeugt werden. Wird das gesamte Ausbaupotenzial an Erneuerbaren Energien ausgeschöpft, entsteht im Jahr 2030 ein Stromüberschuss von rund MWh pro Jahr an elektrischer Endenergie. Dieser kann beispielsweise durch den Ausbau der Elektromobilität und der Wärmerzeugung mittels elektrischer Wärmepumpen im Bilanzgebiet selbst genutzt werden. Zu beachten ist in jedem Fall, dass im Rahmen des Energienutzungsplanes lediglich eine bilanzielle und keine zeitliche Betrachtung erfolgt. Dies bedeutet, dass durch die vorgeschlagenen Maßnahmen der Energiebedarf im Betrachtungsgebiet nicht zu jedem Zeitpunkt im Jahr vollständig aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann (z. B. im Winter oder bei Dunkelheit), sondern weiterhin ein Energieaustausch (Export, Import) mit den angrenzenden Regionen notwendig ist. 45

46 Strategische Entwicklungsszenarien bis 2030 Abbildung 11: Entwicklung des elektrischen Energiebedarfes und Ausbau der Stromerzeugung aus EE 6.2 Wärmeenergie In Abbildung 12 ist die prognostizierte Entwicklung des gesamten Wärmebedarfs im Betrachtungsgebiet für die Jahre 2013 bis 2030 dargestellt. Durch Wärmedämmmaßnahmen und Effizienzsteigerung könnte unter den angenommen Randbedingungen der Wärmebedarf von aktuell rund MWh/a auf ca MWh/a im Jahr 2030 gesenkt werden (schwarze Linie). Die grüne Linie zeigt das vorhandene Potenzial zur Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien. Rot dargestellt ist das Ausbauszenario für die Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien, in dem ausgehend vom Ist-Zustand im Bilanzjahr 2013 ein linearer Zubau bis hin zu einer Vollversorgung im Jahr 2030 angenommen wird. Unter der Berücksichtigung der beschriebenen Einsparpotenziale sowie dem Ausbau an Erneuerbaren Energien kann im Jahr 2030 eine bilanzielle Deckung des Wärmebedarfs erreicht werden. 46

47 Strategische Entwicklungsszenarien bis 2030 Abbildung 12: Entwicklung des thermischen Energieverbrauchs und Ausbau der Wärmeerzeugung aus EE Eine vollständige Deckung des Wärmebedarfs aus Erneuerbare Energien kann nur erreicht werden, wenn die Wärme aus der Biogaserzeugung sinnvoll genutzt wird. Dies setzt den Aufbau von Nahwärmeverbundlösungen voraus, um die vorhandenen Wärmepotenziale den Wärmesenken zuführen zu können. Auch für die Wärmebereitstellung ist zu beachten, dass lediglich eine bilanzielle und keine zeitliche Betrachtung erfolgt. Dies bedeutet, dass durch die vorgeschlagenen Maßnahmen der Energiebedarf im Betrachtungsgebiet nicht zu jedem Zeitpunkt im Jahr vollständig aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann, sondern eventuell weiterhin ein Energieaustausch (Export, Import) mit den angrenzenden Regionen notwendig ist. 47

48 Strategische Entwicklungsszenarien bis CO 2 -Emissionen Ausgehend vom berechneten CO 2 -Ausstoß im Ist-Zustand (rund Tonnen pro Jahr) ist in Abbildung 13 das CO 2 -Minderungspotenzial durch die Umsetzung der beschriebenen Energieeinsparmaßnahmen sowie das Minderungspotenzial durch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energieträger dargestellt. Durch die im Kapitel 5.2 beschriebenen Effizienzsteigerungs- und Einsparmaßnahmen könnte der CO 2 -Ausstoß in Summe um ca Tonnen pro Jahr reduziert werden. In den einzelnen Verbrauchergruppen könnten die privaten Haushalte durch eine Reduktion von ca. 940 t/a, die kommunalen und öffentlichen Gebäude durch eine Reduktion in Höhe von 49 t/a sowie der Sektor GHD/I/L durch eine Reduktion von 744 t/a dazu beitragen. Zusätzliche Einsparungen lassen sich durch den Ausbau Erneuerbarer Energien generieren. Das gesamte Ausbaupotenzial an elektrischer Energie aus Erneuerbaren Energien wurde mit ca. 975 MWh/a ermittelt, wodurch sich ein CO 2 -Minderungspotenzial von 609 Tonnen pro Jahr ergibt, vorausgesetzt, dass der überschüssige Strom aus Erneuerbaren Energien sinnvoll genutzt wird und an anderer Stelle einen Energiebedarf in gleicher Höhe ersetzt (z.b. Export). Weitere Tonnen CO 2 pro Jahr lassen sich durch volle Ausschöpfung des im Betrachtungsgebiet vorhandenen Potenzials zur Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien (5.688 MWh/a Endenergie) einsparen. 48

49 Strategische Entwicklungsszenarien bis 2030 Bilanziell ergeben sich in Summe bei Ausnutzung aller Effizienzpotenziale und vollem Ausbau der Erneuerbaren Energien sich bei der hier gewählten Betrachtungsweise CO 2 -Emissionen von t/a. Unter der Ausnutzung sämtlicher dargestellter Effizienzsteigerungspotenziale und dem Ausbau aller Potenziale an Erneuerbaren Energien könnte der CO 2 -Ausstoß von derzeit rund t/a auf bilanziell t/a im Zieljahr 2030 reduziert werden. Der Pro-Kopf-Ausstoß könnte folglich von aktuell rund -1,6 t/a pro Einwohner auf rund -6,8 t/a pro Einwohner gesenkt werden Hinweis: Bei der CO 2 -Bilanzierung wurden die CO 2 -Emissionen der Mobilität (Verkehr) nicht mit berücksichtigt. Der CO 2 -Ausstoß resultiert lediglich aus den elektrischen und thermischen Endenergieverbräuchen. Abbildung 13: Entwicklung der CO 2 -Emissionen bei Umsetzung der vorhandenen Potenziale 49

50 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung 7 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Eine der beiden Biogasanlagen im Betrachtungsgebiet befindet sich direkt am nördlichen Ortsrand des Marktes Neukirchen-Balbini. Die Auswertung des Fragebogens und Gespräche mit dem Biogasanlagenbetreiber haben gezeigt, dass noch ein großes Wärmepotenzial für eine zukünftige Nutzung als Gebäudebeheizung vorhanden wäre. Bei der Erhebung des Ist-Zustandes wurde insbesondere im Gebietsumgriff Ortsmitte ein hoher Wärmebedarf festgestellt. Neben den kommunalen Verbrauchern Schule, Kindergarten, Feuerwehr, Musikheim und Rathaus befinden sich hier weitere private und gewerbliche Liegenschaften. Im Folgenden wird der Aufbau eines Nahwärmeverbundes für den Gesamtort Neukirchen-Balbini in verschiedenen Bauabschnitten hinsichtlich technischer und wirtschaftlicher Umsetzbarkeit untersucht. 7.1 Die wirtschaftlichen Grundannahmen Die hier aufgeführten wirtschaftlichen Grundannahmen gelten für die folgende Nahwärmenetzbetrachtung sowie die Untersuchung alternativer Energieversorgungskonzepte in Kapitel 8. Basierend auf den entwickelten Energieversorgungsvarianten wird eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zur Ermittlung der ökonomisch günstigsten Variante durchgeführt. Dabei werden im Rahmen einer Vollkostenrechnung nach der Annuitätenmethode in Anlehnung an die VDI-Richtlinie 2067 die Jahresgesamtkosten ermittelt. Es werden die durchschnittlichen Jahresgesamtkosten für den betrachteten Zeitraum berechnet und dargestellt. Die Jahresgesamtkosten geben an, wie viel Kosten für eine Energieversorgungsvariante unter Berücksichtigung von Kapitalkosten, Instandhaltungs-, Wartungs-, Verbrauchskosten und sonstigen Kosten sowie eventuellen Einnahmen durch Stromproduktion jährlich anfallen. Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung gelten folgende Grundannahmen: Das Bezugsjahr ist 2015 Der Betrachtungszeitraum beträgt 20 Jahre Alle Preise sind Nettopreise Bestehende Anlagen gelten als vollständig abgeschrieben Die Abschreibungen für Neuinvestitionen erfolgen linear über 20 Jahre Der kalkulatorische Zinssatz beträgt konstant 2,0 % über 20 Jahre Die Brennstoffkosten bleiben im Betrachtungszeitraum konstant, Preisänderungen werden gesondert über eine Sensitivitätsanalyse erfasst 50

51 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Folgende Kosten werden berücksichtigt: Investitionskosten auf Basis durchschnittlicher Nettomarktpreise für die einzelnen Komponenten Betriebsgebundene Kosten für die einzelnen Anlagenkomponenten (Wartung, Instandhaltung, technische Überwachung, etc.) Verbrauchsgebundene Kosten (Brennstoff und Hilfsenergie) Sonstige Kosten (Verwaltung, Versicherung) Die Investitionskosten sind nicht als konkrete Angebotspreise sondern lediglich als durchschnittliche Marktpreise zu verstehen und können in der tatsächlichen Umsetzung nach oben oder unten abweichen. In diesem Planungsstadium kann der Aufwand für die Errichtung der Wärmeversorgungsstruktur nur näherungsweise festgelegt werden, wodurch die kalkulierten Kosten von den realen Kosten abweichen können. Die im Rahmen der vorliegenden Machbarkeitsstudie abgenommenen Nettoinvestitionskosten basieren ebenso wie die Brennstoff- und Betriebskosten auf durchschnittlichen Marktpreisen und nicht auf konkreten Angebotsvorlagen. In der tatsächlichen Umsetzung, die von einer Ausschreibung eingeleitet wird, können daher die Preise von den hier Kalkulierten abweichen. Vor diesem Hintergrund werden für die unterschiedlichen Varianten Sensitivitätsanalysen erarbeitet, welche den Einfluss einzelner Parameter auf die spezifischen Wärmegestehungskosten darstellen. Die Investitionskosten umfassen im Einzelnen: Wärmeerzeuger Nahwärmeleitungen und Übergabestationen Umbaumaßnahmen Pufferspeicher Brennstofflager (pauschale Bauarbeiten ) Technische Installationskosten Projektabwicklung Sicherheitszuschlag 51

52 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Die Investitionskosten beziehen sich auf eine Erneuerung der Wärmeerzeuger. Eine Erneuerung der Heizungsverteilung, die Installation einer Gebäudeleittechnik oder Sonstiges ist hier nicht berücksichtigt. Die betriebsgebundenen Kosten beinhalten in erster Linie Kosten für die Wartung und Instandhaltung der einzelnen Komponenten und werden in Anlehnung an die VDI 2067 als prozentualer Anteil an den Investitionskosten ermittelt. Kosten für Kaminkehrer und technische Überwachung (z.b. Abgasmessungen) werden pauschal angesetzt. Die verbrauchgebundenen Kosten setzen sich aus den Brennstoffkosten und Kosten für Hilfsenergie zusammen. Für die Brennstoffe selbst werden folgende Netto-Preise zu Grunde gelegt: Heizöl: 59 Cent/Liter Flüssiggas: 28 Cent/Liter Pellets: 220 /t (H i =4,9 kwh/kg) Strom (Hilfsenergie): 22 Cent/kWh Die sonstigen Kosten umfassen Kosten für Verwaltung und Versicherung. Die Versicherungskosten werden mit 0,5 1,5 % (je nach Anlage) der Investitionskosten für die Anlagentechnik angesetzt. 52

53 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung 7.2 Auswertung Fragebogenaktion Zur Bestimmung der Anschlussbereitschaft und zur detaillierten Aufnahme der Verbrauchsdaten wurde eine Fragebogen-Aktion durchgeführt. Dabei wurden alle Anwohner, die für den Anschluss des Nahwärmeverbundes in Frage kommen, von Seiten des Marktes mit einem Fragebogen angeschrieben. Das Ergebnis der Befragung gibt Abbildung 14 wieder. Von den 180 angeschriebenen Hauseigentümern zeigten 84 Anwohner grundsätzliches Interesse am Anschluss eines Nahwärmeverbunds. Von weiteren 54 Eigentümern gab es keine Rückmeldung, weshalb diese in den weiteren Betrachtungen nicht berücksichtigt wurden. Abbildung 14: Auswertung der Anschlussbereitschaft für den Aufbau eines Nahwärmeverbundes 7.3 Der Nahwärmeverbund Neben den kommunalen Verbrauchern Schule, Kindergarten, Feuerwehr, Musikheim und Rathaus wurden auch alle privaten und gewerblichen Liegenschaften im Gebietsumgriff in die Planungen mit einbezogen, welche in der Fragebogenaktion positive Rückmeldung gegeben haben. Für die Abwärmenutzung der Biogasanlage wurden verschiedene Bauabschnitte betrachtet. Im ersten Schritt (Variante 1) wurden alle interessierten Anlieger bei der Dimensionierung des Nahwärmeverbundes berücksichtigt (Abbildung 15). In Variante 2 wurden das Neubaugebiet und drei außerhalb gelegenen Liegenschaften am westlichen Ortsrand außen vor gelassen (Abbildung 16). In Abbildung 17 ist die optimierte Variante 3 dargestellt, bei der nur noch der Altort mit der höchsten Wärmebelegung mit dem Nahwärmenetz erschlossen wird. 53

54 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Abbildung 15: Die betrachteten Liegenschaften im Nahwärmeverbund Variante 1 Abbildung 16: Die betrachteten Liegenschaften im Nahwärmeverbund Variante 2 54

55 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Abbildung 17: Die betrachteten Liegenschaften im Nahwärmeverbund Variante 3 In Tabelle 11 bis Tabelle 13 sind die Kenndaten der Netzvarianten dargestellt. Die zu installierende Spitzenleistung beträgt in Variante 1 rund kw. Das Netz hat eine Länge von etwa Meter, die spezifische Wärmebelegung beläuft sich auf etwa 450 kwh pro Meter und Jahr, der Netzverlust beläuft sich auf rund kwh auf ca. 41,3 % der bereitgestellten Nutzwärme. Tabelle 11: Die Kenndaten der Variante 1 In Variante 2 kann aufgrund der deutlich geringen Netzlänge bereits eine Wärmebelegung von 500 kwh pro Meter und Jahr verzeichnet, was auch die Mindestgrenze für verschiedene Fördermittel darstellt. Variante 1 Netzlänge [m] Heizleistung [kw] Nutzwärmebedarf [kwh/a] Verlustwärme [kwh/a] Verlust 41,3 [%] Wärmebelegung 450 [kwh/m a] 55

56 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Tabelle 12: Die Kenndaten der Variante 2 Variante 2 Netzlänge [m] Heizleistung [kw] Nutzwärmebedarf [kwh/a] Verlustwärme [kwh/a] Verlust 38,3 [%] Wärmebelegung 500 [kwh/m a] In Variante 3, bei der nur noch der Altort mit höchster Wärmebelegung versorgt wird, beträgt die Netzlänge nur noch weniger als die Hälfte im Vergleich zu Variante 1. Gleichzeitig ist immer noch ein Nutzwärmebedarf von kwh/a vorhanden. Aus diesem Grund weist diese Variante in Bezug auf die Wärmebelegung und dem anteiligen Netzverlust auch die besten Werte auf (Tabelle 13). Tabelle 13: Die Kenndaten der Variante 3 Variante 3 Netzlänge [m] Heizleistung 750 [kw] Nutzwärmebedarf [kwh/a] Verlustwärme [kwh/a] Verlust 29,3 [%] Wärmebelegung 640 [kwh/m a] 7.4 Der Wärmebedarf Der Wärmebedarf in den einzelnen Liegenschaften ergibt sich aus den Brennstoffverbräuchen und dem Nutzungsgrad der Heizungsanlage. Dieser ist vom eingesetzten System und vom Alter der Heizungsanlage abhängig. In Summe ergibt sich ein Wärmebedarf für die betrachteten Liegenschaften im Wärmeverbund in Variante 2 von rund kwh pro Jahr. Der jährliche Gesamtwärmebedarf der Nahwärmeverbundlösung ergibt sich aus dem Wärmebedarf der Abnehmer und dem Netzverlust. Mit einem Wärmebedarf von rund kwh und einem Netzverlust von ca kwh ergibt sich ein jährlicher Gesamtwärmebedarf von rund kwh. Mit Hilfe der so genannten Gradtagsmethode der VDI-Richtlinie 2067 können die monatlichen Bedarfswerte vom Jahreswärmebedarf abgeleitet werden. Die Grundidee der Gradtagsmethode basiert auf empirisch ermittelten Monatsbedarfswerten und deren Anteil am Jahresbedarf. 56

57 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Anhand des monatlichen Wärmebedarfs wird die geordnete Jahresdauerlinie des thermischen Energiebedarfs erstellt. Die geordnete Jahresdauerlinie ist das zentrale Instrument für den Anlagenplaner. Die Fläche unter der Jahresdauerlinie entspricht dem Jahresnutzwärmebedarf. Idealerweise sollten sich die meist modular aufgebauten, d.h. in Grund- und Spitzenlastabdeckung unterteilten, Heizanlagensysteme der Jahresdauerlinie annähern. Werden Wärmeerzeuger in der Grafik flächendeckend eingetragen, kann auf die Laufzeiten und den Anteil an der Jahreswärmebereitstellung der einzelnen Wärmeerzeuger geschlossen werden. Die zu installierende Spitzenleistung richtet sich nach Kennwerten der Kesselvollbenutzungsstunden und dem Wärmebedarf. Dies beruht nicht auf einer Heizlastberechnung und ersetzt nicht die technische Detailplanung. In Abbildung 18 ist die geordnete Jahresdauerlinie des Gesamtwärmebedarfs der Nahwärmeverbundlösung Variante 2 beispielhaft dargestellt. Es wird ersichtlich, dass die Biogasanlage mit einer Wärmeleistung von 700 kw die Grund- und Mittellast des Wärmebedarfs abdeckt. Lediglich zur Spitzenlastversorgung ist ein weiterer Wärmeerzeuger vorzusehen. Abbildung 18: Die geordnete Jahresdauerlinie des Gesamtwärmebedarfs in der Nahwärmeverbundlösung Variante 2 57

58 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung 7.5 Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung gelten die in Kapitel 7.1 erläuterten Grundannahmen. Die Investitionskostenprognose: In Abbildung 19 sind die prognostizierten Investitionskosten der einzelnen Varianten dargestellt. Abbildung 19: Die prognostizierten Investitionskosten In diesem Planungsstadium kann der Aufwand für die Errichtung der Wärmeversorgungsstruktur nur näherungsweise festgelegt werden, wodurch die kalkulierten Kosten von den realen Kosten abweichen können. Die im Rahmen der vorliegenden Machbarkeitsstudie angenommenen Nettoinvestitionskosten basieren ebenso wie die Brennstoff- und Betriebskosten auf durchschnittlichen Marktpreisen und nicht auf konkreten Angebotsvorlagen. In der tatsächlichen Umsetzung, die von einer Ausschreibung eingeleitet wird, können daher die Preise von den hier kalkulierten abweichen. Vor diesem Hintergrund wurden für die unterschiedlichen Varianten Sensitivitätsanalysen erarbeitet, welche den Einfluss einzelner Parameter auf die spezifischen Wärmegestehungskosten darstellen. 58

59 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Die Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten Aus den Investitionskosten werden nach der Annuitätenmethode die jährlichen Kapitalkosten gebildet, die sich zusammen mit den Betriebskosten, den verbrauchsgebundenen Kosten und den sonstigen Kosten, die nach den wirtschaftlichen Grundannahmen in Kapitel 7.1 berechnet werden, zu den Jahresgesamtkosten addieren. Tabelle 14 gibt die kalkulierten Jahresgesamtkosten und Wärmegestehungskosten der einzelnen Varianten wieder. Aus den Jahresgesamtkosten werden die spezifischen Wärmegestehungskosten ermittelt, die die Kosten pro Kilowattstunde bereitgestellter Nutzwärme beziffern. Die spezifischen Wärmegestehungskosten dienen als wichtigste Kenngröße zur Ermittlung der Wirtschaftlichkeit von Wärmeversorgungsanlagen. So müssen sich alternative Konzepte zur Wärmebereitstellung stets an den spezifischen Wärmegestehungskosten der konventionellen Standardvariante messen. Tabelle 14: Die drei Varianten der Nahwärmeverbundlösungen 59

60 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen Nahwärmeverbundlösung Aufgrund der höchsten Wärmebelegung und der niedrigsten Wärmeverluste ergeben sich bei Variante 3 die niedrigsten Wärmegestehungskosten von 9,6 Ct/kWh (brutto) ohne Förderung. Unter Berücksichtigung von Fördermitteln in Form von Investitionszuschüssen würden sich die Wärmegestehungskosten in Variante 3 auf 8,2 Ct/kWh (brutto) verringern. Hinweis: Bei den dargestellten Preisen sind die Kosten für die Wärme, die an den Biogasanlagenbetreiber abzuführen sind, noch nicht enthalten. 7.6 Zusammenfassung Die niedrigsten Kosten ergeben sich bei Variante 3, bei der nur der Altort mit höchster Wärmebelegung mit Nahwärme versorgt wird. Unter Berücksichtigung von Fördermitteln ergeben sich bei dieser Variante Wärmegestehungskosten von 8,2 Cent/kWh (brutto). Diese Kosten erhöhen sich noch um die Abgabe an den Biogasanlagenbetreiber. Eine erfolgreiche Umsetzung kann nur in Zusammenarbeit und mit Eigeninitiative der Bürger gelingen. Bei der Bürgerveranstaltung am 20. Juni 2016 wurde von Seiten der Marktvertreter die Gründung eines Arbeitskreises vorgeschlagen. Dieser soll vor einer späteren Umsetzung in der Gründung einer Genossenschaft münden. Dieses Betreibermodell hat den Vorteil, dass die Mitbestimmung der Bürger vor Ort sichergestellt ist und somit die Akzeptanz und Anschlussbereitschaft gesteigert wird. 60

61 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes 8 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes 8.1 Wirtschaftliche Grundannahmen für die Detailbetrachtung Für die folgende Betrachtung gelten die in Kapitel 7.1 getroffenen Grundannahmen. 8.2 Der Wärmebedarf Der Bauhof wird aktuell mit einem Heizölkessel aus dem Baujahr 1990 versorgt. Das durchschnittliche Betriebsalter eines Heizkessels von rund 20 Jahren ist also schon überschritten, weshalb im Folgenden eine alternative Energieversorgung für den Bauhof untersucht werden soll. Der Wärmebedarf ergibt sich aus dem Brennstoffverbrauch und dem Nutzungsgrad der Heizungsanlage. Dieser ist vom eingesetzten System und vom Alter der Heizungsanlage abhängig. Der Heizölverbrauch liegt bei durchschnittlich rund Liter pro Jahr. Daraus ergibt sich ein Wärmebedarf für die betrachtete Liegenschaft von ca kwh/a. Mit Hilfe der sogenannten Gradtagsmethode der VDI-Richtlinie 2067 können die monatlichen Bedarfswerte vom Jahreswärmebedarf abgeleitet werden. Die Grundidee der Gradtagsmethode basiert auf empirisch ermittelten Monatsbedarfswerten und deren Anteil am Jahresbedarf. Anhand des monatlichen Wärmebedarfs wird die geordnete Jahresdauerlinie des thermischen Energiebedarfs erstellt. Die geordnete Jahresdauerlinie ist das zentrale Instrument für den Anlagenplaner. Die Fläche unter der Jahresdauerlinie entspricht dem Jahresnutzwärmebedarf. Idealerweise sollten sich die meist modular aufgebauten, d.h. in Grund- und Spitzenlastabdeckung unterteilten, Heizanlagensysteme der Jahresdauerlinie annähern. Werden Wärmeerzeuger in der Grafik flächendeckend eingetragen, kann auf die Laufzeiten und den Anteil an der Jahreswärmebereitstellung der einzelnen Wärmeerzeuger geschlossen werden. Die zu installierende Spitzenleistung richtet sich nach Kennwerten der Kesselvollbenutzungsstunden und dem Wärmebedarf. Dies beruht nicht auf einer Heizlastberechnung und ersetzt nicht die technische Detailplanung. 61

62 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes In Abbildung 20 ist die geordnete Jahresdauerlinie des Gesamtwärmebedarfs des Bauhofes dargestellt. Abbildung 20: Die geordnete Jahresdauerlinie des Gesamtwärmebedarfs des Bauhofes 62

63 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes 8.3 Die Versorgungsvarianten Die Versorgung des Gebäudekomplexes über Erdgas scheidet aus, da aktuell keine unmittelbare Anbindung an das Erdgasnetz möglich ist. Um dennoch Alternativen zur bestehenden Wärmeerzeugung aufzuzeigen, wurden nachfolgende Energieversorgungsvarianten erarbeitet: Variante 1: Heizölkessel (Referenzvariante) Variante 2: Pelletkessel Variante 3: Flüssiggaskessel Bei Variante 1 (Referenzvariante) wird der derzeitige Heizölkessel durch einen modernen Feuerungskessel ersetzt. Sie dient als Vergleichsvariante für alle alternativen Energieversorgungssysteme. Variante 1: Heizölkessel (Referenzvariante) Bei Variante 1 (Referenzvariante) wird die aktuell bestehende Wärmeerzeugung der Liegenschaft durch eine moderne Anlage ersetzt. Alternative Energieversorgungsvarianten werden mit dieser Variante hinsichtlich der Wärmegestehungskosten verglichen. In Summe werden rund kwh Endenergie verbraucht. 63

64 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Variante 2: Pelletkessel In Variante 2 wird zur Energieversorgung ein Pelletskessel mit einer Nennwärmeleistung von rund 30 kw eingesetzt. Der Kessel verbraucht jährlich rund 7 Tonnen Pellets (entspricht ca. 10 m³). Der Pelletsbedarf im 10-Tages-Volllastbetrieb beträgt rund 1,4 t (entspricht ca. 2,2 m³). Ein Pelletlager mit entsprechendem Lagervolumen muss berücksichtigt werden. Bei den Investitionskosten wurden Kosten für den Einbau eins Pelletbunkers im bestehenden Gebäude berücksichtigt. Zur Vermeidung häufiger Start- und Stoppvorgänge sowie einer optimalen Brennstoffausnutzung sollte im Heizungsnetz ein entsprechend dimensionierter Pufferspeicher vorgesehen werden. Im Rahmen der Studie wird von einem Puffervolumen von rund 30 l/kw (angelehnt an aktuelle Förderbedingungen des KfW-Programms 271 Premium, siehe Anhang) ausgegangen. In Abbildung 21 ist die thermische Jahresdauerlinie der Variante 2 dargestellt. Abbildung 21: Die Jahresdauerlinie der Variante 2 (Pelletkessel) Wärmeerzeuger Pelletkessel Nennwärmeleistung [kw] 30 Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] 963 Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] Anteil an Wärmeerzeugung [%] 100 Verbrauch [t/a] 7 64

65 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Variante 3: Flüssiggaskessel In Variante 3 wird zur Energieversorgung ein Flüssiggaskessel mit einer Nennwärmeleistung von rund 30 kw herangezogen. Der Kessel verbraucht jährlich rund kwh Hi Flüssiggas. Bei den Investitionskosten wurde die Errichtung eines Flüssiggasspeichers an Stelle des bestehenden Heizöltanks berücksichtigt. In Abbildung 22 ist die thermische Jahresdauerlinie der Variante 3 dargestellt. Abbildung 22: Die Jahresdauerlinie der Variante 3 (Hackgutkessel) Wärmeerzeuger Hackgutkessel Nennwärmeleistung [kw] 100 Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] Anteil an Wärmeerzeugung [%] 100 Verbrauch [t/a] 35 65

66 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes 8.4 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Die Investitionskostenprognose In Abbildung 23 sind die prognostizierten Investitionskosten für die einzelnen Varianten dargestellt. Die Investitionskosten für die betrachteten alternativen Versorgungsvarianten sind deutlich höher als die Investitionskosten für die Referenzvariante. Die höheren Kosten für die Biomassevariante (Variante 2) sind hauptsächlich auf die Kosten für die Wärmeerzeuger und das Brennstofflager sowie die notwendigen baulichen Maßnahmen, hauptsächlich für die Lagermöglichkeit der Brennstoffe, zurückzuführen. Es sei nochmals darauf hingewiesen, dass hier noch keine Kosten für eventuelle Umbaumaßnahmen der sekundärseitigen Wärmeversorgungsstruktur in den Gebäuden (Rohrleitungen, Heizkörper, Temperaturfühler, Thermostate, ) enthalten sind. Abbildung 23: Die prognostizierten Investitionskosten Variante 1 Variante 2 Variante 3 Austausch Heizölkessel Pelletkessel Flüssiggaskessel 66

67 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Die jährlichen Ausgaben Die Aufteilung der jährlichen Ausgaben auf die einzelnen Kostenarten ist in Abbildung 24 dargestellt. Die Pellet-Variante (Variante 2) weist die höchsten jährlichen Ausgaben auf. Dies ist hauptsächlich auf die höheren kapitalgebundenen Kosten zurückzuführen. Die niedrigsten Ausgaben ergeben sich bei Variante 1 (Referenzvariante). Abbildung 24: Die jährlichen Ausgaben Variante 1 Variante 2 Variante 3 Austausch Heizölkessel Pelletkessel Flüssiggaskessel 67

68 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Die Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten Abbildung 25 gibt die kalkulierten Jahresgesamtkosten und Wärmegestehungskosten der einzelnen Varianten wieder. Die niedrigsten Wärmegestehungskosten ergeben sich bei der Referenzvariante 1 (Erneuerung des bestehenden Heizölkessels). Eine alternative Wärmeversorgung mit z.b. Biomasse ist, unter den getroffenen Annahmen, momentan nicht wirtschaftlich darstellbar. Abbildung 25: Die Wärmegestehungskosten Variante 1 Variante 2 Variante 3 Austausch Heizölkessel Pelletkessel Flüssiggaskessel 68

69 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Die Sensitivitätsanalyse für die verschiedenen Varianten Variante 1 (Referenzvariante) Abbildung 26 bildet die Sensitivitätsanalyse der Variante 1 ab. Steigen die Brennstoffkosten um 50 %, dann steigen die Wärmegestehungskosten von 9,0 Cent/kWh auf 10,9 Cent/kWh. Steigen die Kapitalkosten um 50 %, dann steigen die Wärmegestehungskosten auf 10,2 Cent/kWh. Abbildung 26: Sensitivitätsanalyse der Variante 1.0 (Referenzvariante, Heizölkessel) 69

70 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Variante 2 (Pelletkessel) Abbildung 27 stellt die Sensitivitätsanalyse der Variante 2 dar. Steigen die Brennstoffkosten um 50 %, dann steigen die Wärmegestehungskosten von 22,6 Cent/kWh auf 25,3Cent/kWh. Steigen die Kapitalkosten um 50 %, dann steigen die Wärmegestehungskosten auf 27,2 Cent/kWh. Abbildung 27: Sensitivitätsanalyse der Variante 2 (Pelletkessel) 70

71 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes Variante 3 (Flüssiggaskessel) Abbildung 28 bildet die Sensitivitätsanalyse der Variante 3 ab. Steigen die Brennstoffkosten um 50 %, so steigen die Wärmegestehungskosten von 11,0 Cent/kWh auf 13,3 Cent/kWh. Steigen die Kapitalkosten um 50 %, so steigen die Wärmegestehungskosten auf 13,1 Cent/kWh. Abbildung 28: Sensitivitätsanalyse der Variante 3 (Flüssiggaskessel) 71

72 Ausarbeitung von Detailmaßnahmen - Alternative Energieversorgung des Bauhofes 8.5 Die CO 2 -Bilanz der Varianten Zur Beurteilung der ökologischen Verträglichkeit wurde für die verschiedenen neuen Energieversorgungsvarianten eine Bilanzierung der CO 2 -Emissionen durchgeführt. Dabei wurde neben dem jährlichen Brennstoffbedarf auch der Hilfsenergiebedarf (elektrische Energie) berücksichtigt. Das Ergebnis der Berechnungen ist in Abbildung 29 dargestellt. Für die Referenzvariante 1 ergibt sich für die Wärmeerzeugung der höchste CO 2 -Ausstoß. Die niedrigsten CO 2 -Emissionen sind bei der Biomasse-Variante (Variante 2) zu erwarten. Variante 1 Variante 2 Variante 3 Austausch Heizölkessel Pelletkessel Flüssiggaskessel Abbildung 29: Die CO 2 -Bilanz der verschiedenen Varianten 72